Утверждённая тема ВКР :Разработка мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем.

макс ≤ IнIраб.макс=235 АIн = 630 Аiу ≤ iпр.сiу=9,15 кАiпр.с = 60 кАBк ≤ IТ2 tТBк=48,4 кА2сIТ2 tТ= 1200 кА2сДалее осуществляется модернизация релейной защиты и автоматики подстанции 110/10 кВ «Ляхово» согласно методики, приведённой в [18, с. 96-120].Согласно [18, с. 96-120], к релейной защите и автоматике (РЗиА) систем электроснабжения предъявляются следующие основные требования: быстродействие; надёжность; селективность (избирательность); минимизация времени и затрат на монтаж, обслуживание и ремонт (экономичность).Современные микропроцессорные устройства РЗиА, пришедшие на смену устаревшим электромагнитным, электромеханическим и индукционным реле, в полной мере отвечают данным требованиям. В основе современных микропроцессорных РЗиА лежат надёжные и компактные интегральные микросхемы, которые имеют значительное преимущество перед устаревшими типами реле, указанными выше. Последнее поколение микропроцессорных РЗиА выполняется в виде многофункциональных блоков (многоцелевые устройства), в которых объединены функции многих защит, устройств автоматики и сигнализации. Использование последних позволяет значительно уменьшить габариты устройств РЗиА, а также сократить затраты и время на монтаж, обслуживание и ремонт. Кроме того, по показателям надёжности и быстродействия современные микропроцессорные блоки защит значительно превосходят устаревшие аналоги на индукционной и электромагнитной базе. В качестве микропроцессорной защиты для проектируемой ПС 110/10 кВ «Ляхово» в работе выбираются блоки марки БМРЗ (производитель – НТЦ «Механотроника»), для автоматики – блоки марки БРЧН-100 [27,c. 142], для центральной сигнализации – блоки марки БМЦС-40 [27, c.142]. Данные блоки РЗиА заменяют устаревшие индукционные и электромагнитные реле типа РТ-40, РТ-80, РТМ, РТВ, которые использовались на ПС-110/10 кВ до реконструкции. За счёт этой замены проводится реконструкция релейной защиты и автоматики на реконструируемой ПС 110/10 кВ «Ляхово». Выбор блоков РЗиА для реконструируемой ПС 110/10 кВ «Ляхово» представлен в таблице 16.Таблица 16Выбор блоков РЗиА для реконструируемой ПС 110/10 кВ«Ляхово»Защищаемый элемент реконструируемой ПС 110/10 кВ «Ляхово»Марка применяемых блоков РЗиАОсновные реализуемые РЗиА блокаПитающая воздушная линия 110 кВБМРЗ-150, БРЧН-100МТЗ, ТО (ДЗ), ЗОЗ (БМРЗ-150); АПВ (БРЧН-100)Отходящие воздушные линии 10 кВБМРЗ-100МТЗ, ТО (ДЗ), ЗОЗ (БМРЗ-100)Секционный выключатель 10 кВБМРЗ-50, БРЧН-100МТЗ, ТО (ДЗ), ЗОЗ (БМРЗ-50); АВР (БРЧН-100)Силовые трансформаторы ТДН-25000/110БМРЗДЗ, МТЗ, ТО, ЗОЗ (БМРЗ)СигнализацияБМЦС-40Виды сигнализации: рабочая, аварийная, предупредительная, командная, контрольная, блокировочная, положенийОпределение максимального рабочего тока для элементов системы электроснабжения с взаимным резервированием и с учётом подключения дополнительной нагрузки:(40)При этом(41)В работе принимается равенство основной и дополнительной нагрузки при расчёте максимального рабочего тока(42)На примере трансформатора на стороне ВН:Кроме того, необходимо рассчитать коэффициент трансформации трансформаторов тока. Вторичный ток трансформаторов тока принимается равным 5 А. Значение первичного номинального тока трансформаторов тока выбираются по номинальной шкале, исходя из значения максимального рабочего тока.Для силового трансформатора на стороне ВН (110 кВ)Iраб.макс = 264,6 А,следовательноIном.ТТ1= 300 А.Результаты расчётов максимального рабочего тока и выбора коэффициента трансформации подстанции ПС-110/10 кВ «Ляхово» представлены в таблице 17.Таблица 17 Результаты расчётов максимального рабочего тока и выбора коэффициента трансформации подстанцииСекция шин№ ячейкиАбонентское название потребителяIраб.макс, АIном.ТТ1,АКТСиловой трансформатор --110 кВ (ВН)264,6300,060,0--10 кВ (НН)48505000,01000,0Линии 10 кВСШ1 10 кВ1М-1/190,4100,020,02М-2/185,2100,020,03Ляхово-1/126,230,06,04ЗПК-1/177,280,016,05М-2/151,275,015,06ГПС-1252300,060,07Аэропорт-2/159,075,015,08М-3/1129,8150,030,09Ляхово-2/1189,0200,040,010М-СН-1/126,230,06,011М-СН-2/126,230,06,012ГПС-2252,0300,060,0СШ2 10 кВ13М-1/247,250,010,014М-2/240,650,010,015Ляхово-1/218,220,04,016ЗПК-1/2134,0150,030,0Продолжение таблицы17Секция шин№ ячейкиАбонентское название потребителяIраб.макс, АIном.ТТ1,АКТСШ2 10 кВ17М-2/226,230,06,018РП-134,040,08,019ГПС-3252300,060,020Аэропорт-2/264,275,015,021М-3/286,6100,020,022Ляхово-2/266,875,015,023М-СН-1/266,875,015,024М-СН-2/215,620,04,025РП-290,0100,020,026ГПС-4252,0300,060,0На основании данных результатов, далее в работе проводится выбор уставок РЗиА.Для защиты силового трансформатора в работе предусматриваются:- максимальная токовая защита (МТЗ);- дифференциальная токовая защита (ДЗ);- защита от однофазных коротких замыканий на землю (ЗОЗ).Ток срабатывания МТЗ определяется, исходя из двух условий:(43)Значение тока уставки микропроцессорного реле МТЗ (44)где - коэффициент схемы.Второе условие: (45)Коэффициент чувствительности (46)где - минимальный ток КЗ (ток двухфазного КЗ).Для МТЗ трансформатора подстанцииПри этом ток срабатывания реле Выбирается уставка микропроцессорного реле = 10 А.Условия проверки не выполняется:Следовательно, Iс.з = 860 А.Выбирается уставка срабатывания микропроцессорного реле = 14,5 А.Коэффициент чувствительности МТЗ трансформатора достаточенДля МТЗ трансформатора подстанции принято: Iс.з = 860 А, Iс.р= 14,5 А, время срабатывания – 1 с. Ток срабатывания ДЗ трансформатора(47)Время срабатывания ДЗ трансформатора с.Коэффициент чувствительности ДЗ трансформатора(48)Ток уставки микропроцессорного реле ДЗ трансформатораВыбирается уставка микропроцессорного реле = 6,5 А.Коэффициент чувствительности достаточенДля ЗОЗ трансформатора принято Полученные значения уставок РЗиА приведены на графическом листе 6.Для защиты отходящих линий в работе предусматриваются следующие виды РЗ:- двухступенчатая токовая защита (ДТЗ) – максимальная токовая защита с выдержкой времени (МТЗ) и токовая отсечка без выдержки времени (ТО);- дифференциальная токовая защита (ДЗ) – в случае недостаточной чувствительности ТО;- защита от однофазных коротких замыканий на землю (ЗОЗ).Расчёт МТЗ на примере первой ячейки первой секции сборных шин 10 кВ подстанции:При этом ток срабатывания микропроцессорного реле Выбирается уставка микропроцессорного реле Iс.р.= 10 А.Проверка выполняется Коэффициент чувствительности достаточенДля МТЗ первой ячейки ячейки первой секции сборных шин ПС-110/10 кВ «Ляхово»: Iс.з = 589,4 А,Iс.р= 10 А,tс.з = 0,5 с.Расчёт МТЗ остальных отходящих линий для питания потребителей реконструируемой подстанции на напряжении 10 кВ выполнен аналогично (таблица 18).Таблица 18Результаты расчёта МТЗ линий 10 кВ№ секции10 кВНомер ячейкиНаименование потребителяIраб.макс, АIс.з, АIс.р, АКчtс.з , сСеть 10 кВ--Вводной в-ль485010803,410,50,41,0--Секционный в-ль485010803,410,50,41,0Сеть 10 кВСШ1 10 кВ1М-1/190,4201,410,019,91,52М-2/185,2189,89,521,11,53Ляхово-1/126,258,410,068,51,54ЗПК-1/177,2171,910,523,31,55М-2/151,2114,17,535,11,56ГПС-1252561,39,57,11,57Аэропорт-2/159131,48,530,41,58М-3/1129,8289,19,513,81,59Ляхово-2/118942110,59,51,510М-СН-1/126,258,49,568,51,511М-СН-2/126,258,49,568,51,512ГПС-2252561,39,57,11,5СШ2 10 кВ13М-1/247,2105,110,538,11,514М-2/240,690,49,044,21,515Ляхово-1/218,240,510,098,81,516ЗПК-1/2134298,510,013,41,5Продолжение таблицы18№ секции10 кВНомер ячейкиНаименование потребителяIраб.макс, АIс.з, АIс.р, АКчtс.з , сСШ2 10 кВ17М-2/226,258,49,568,51,518РП-13475,79,552,81,519ГПС-3252561,39,57,11,520Аэропорт-2/264,21439,528,01,521М-3/286,6192,99,520,71,522Ляхово-2/266,8148,810,026,91,523М-СН-1/266,8148,810,026,91,524М-СН-2/215,634,78,5115,31,525РП-290200,510,019,91,526ГПС-4252561,39,57,11,5Как видно из полученных результатов таблицы 18, МТЗ устанавливается для защиты всех отходящих линий. На вводном и секционном выключателе МТЗ не устанавливается вследствие недостаточной чувствительности. Ток срабатывания ТО для линий с односторонним питанием выбирается по двум условиям. Первое условие:(49)гдеIк.макс – ток трёхфазного КЗ;Котс – коэффициент отстройки.Второе условие:(50)Ток срабатывания микропроцессорного реле ТО: (51)Коэффициент чувствительности ТО(52)гдеIк(к)нач. – минимальный ток КЗ (ток двухфазного КЗ).На примере первой ячейки первой секции сборных шин 10 кВ расчёт уставок срабатывания токовой отсечки без выдержки времени:Принимается для ТО Iс.з = 6,0 кА.Ток срабатывания микропроцессорного реле ТО Принимается Iс.р = 300 А.Коэффициент чувствительности достаточноВ результате проведения дальнейших расчётов ТО, было установлено, что для всех линий коэффициент чувствительности комплектов ТО недостаточный, следовательно, на всех линиях устанавливается вместо ТО без выдержки времени продольная дифференциальная токовая защита линий с абсолютной селективностью, ток ДЗ принимается равный току срабатывания ТО Iс.з= 6 кА. Для ЗОЗ всех отходящих линий в работе применяется направленная токовая защита нулевой последовательности на базе микропроцессорных реле с рекомендованным током срабатывания 0,5 А. Время срабатывания автоматического повторного включения (АПВ) ,(53)гдеtг.п. - время готовности привода, с; tзап.- время запаса, с.Время автоматического возврата АПВ При этом .(54).Напряжение срабатывания пускового органа напряжения автоматического включения резерва (АВР)(55)Остаточное напряжение на шинах при КЗ в сети 10 кВ(56)(57)Производятся соответствующие расчёты:(58)Время срабатывания устройства АВР на шинах 10 кВ(59)Все выбранные устройства РЗиА показаны на графическом листе 6.Кроме того, на ПС-110/10 кВ «Ляхово» также устанавливается АСКУЭ в системе учёта и контроля электроэнергии потребителей подстанции на базе счётчика «Меркурий» с дифференцированными по времени суток тарифами на электроэнергию и с функцией локализации узлов с коммерческими потерями. Данное мероприятие не требует технического обоснования.3.3 Экономическое обоснование внедрения мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем ПАО «МОЭСК» на примере ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК»Экономическая эффективность описанных выше мероприятий по реконструкции и модернизации очевидна, поскольку они оптимизируют энергопотребление и коэффициенты загрузки оборудования, что приводит к уменьшению технических (нагрузочных) потерь электроэнергии. Кроме того, данные мероприятия являются одним из известных способов уменьшения затрат на обслуживание и ремонт, что в свою очередь, положительно сказывается на технико-экономических показателях системы потребителей ПС-110/10 кВ «Ляхово».Экономическое обоснование внедрения технических мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем ПАО «МОЭСК»ПС-110/10 кВ «Ляхово», в свете их различной технической природы,в работе проводится по следующему плану:1) экономическое обоснование мероприятий по реконструкции и модернизации оборудования и схемы подстанции;2) экономическое обоснование внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию и с функцией локализации узлов с коммерческими потерями.Цель внедрения мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем ПАО «МОЭСК» ПС-110/10 кВ «Ляхово» – снижение потерь электроэнергии, улучшение качества электроснабжения за счет замены физически и морально устаревшего высоковольтного оборудования подстанции, повышение надежности и условий эксплуатации электроснабжения потребителей. Кроме замены аппаратов на современные типы, указанные мероприятия включают сооружение дополнительной воздушной линии 110 кВ, реконструкцию РЗиА, а также дополнительный ввод новых четырёх потребителей 10 кВ. При этом силовые трансформаторы, которые были установлены на ПС-110/10 кВ «Ляхово» до проведения реконструкции схемы соединений, остались без изменения. Данные аспекты учитываются и рассматриваются в работе при определении экономических показателей в работе.Расчёты проводятся согласно методике, приведённой в [20, с. 46-84] с использованием справочных материалов и коэффициентов, приведённых в [27, с. 110-142].Максимальная мощность на шинах 10 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово» составляет Рmax=14494,5 кВт, Тmax=3500, количество ВЛ 10 кВ равно 26 шт., их общая протяженность l=82 км. Кроме того, в результате реконструкции РЗиА на ПС-110/10 кВ «Ляхово» приобретены новые комплекты микропроцессорных защит, которые необходимо учесть в работе.Потребительские ТП-10/0,4 кВ в работе не рассматриваются, так как они непосредственно не входят в реконструкцию ПС-110/10 кВ «Ляхово» и находятся на балансе потребителей.Согласно НК РФ, амортизация является процессом пересчёта стоимости основного средства на производимую продукцию, поэтому от амортизации полностью зависит структура принятия расхода на предприятии. При этом:- НК – согласно статье 256 НК РФ п.1. стоимость амортизируемого имущества составляет 100 000 тыс. руб.;- БУ – согласно п. 18 ПБУ 6/01 стоимость амортизируемого имущества составляет 40 000 тыс. руб.;- МПЗ – все ниже стоимости 40 000 тыс. руб. является материально-производственными запасами и единовременно списывается в расход. Исходя из принятых решений в работе, капиталовложения на внедрение мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем ПАО «МОЭСК» ПС-110/10 кВ «Ляхово» определяются:(60)где - капиталовложения в РУ-110 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово»;- капиталовложения в РУ-10 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово»; - капиталовложения в питающие воздушные линии напряжением 110 кВ; - капиталовложения в распределительные воздушные линии напряжением 10 кВ; - капиталовложения на реконструкцию РЗиА ПС-110/10 кВ «Ляхово».Капиталовложения по каждому из видов определяется с учётом стоимости единицы, количества единиц, а также расходов на монтаж и наладку (25-35% от стоимости оборудования) и накладных расходов (10-15% от стоимости оборудования).В РУ-110 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово» в результате реконструкции были установлены новые электрические аппараты:выключатели;разъединители;трансформаторы напряжения;ограничители перенапряжения.Капиталовложения в РУ в работе определяются так:(61)где n - количество единиц оборудования РУ, шт.; Cосн- стоимость одной единицы оборудования РУ, тыс. руб.; - расходы на монтаж и наладку оборудования РУ, тыс. руб.; - накладные расходы, тыс. руб.Принимается в работе(62)Результаты расчёта стоимости оборудования РУ-110 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово» с учётом выбранных в работе аппаратов 110 кВ и их количества сведены в таблице19.Таблица 19Стоимость оборудования РУ-110 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово»№ТипэлектрооборудованияКол-во ед., шт.Стоимость, за единицу,руб.Суммарная стоимость, руб.Амортизация1РазъединительРГ-110/1000У1/ХЛ (NF)6120000720000НК2ВыключательLTB-145D1/B-31,5/2000225000005000000НК3Трансформатор напряжения НДКМ-110/ХЛ (NF)2250000500000НК4Трансформатор токаТВТ-110/ХЛ (NF)680000480000НК5Ограничитель перенапряженияОПН-У/TEL-110/84/ХЛ (NF)850000400000НКИтого:24-7100000НККапиталовложения в РУ-110 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово» В РУ-10 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово» в результате модернизации были установлены новые электрические аппараты:вакуумные выключатели;трансформаторы тока;трансформаторы напряжения;ограничители перенапряжения. Все перечисленные аппараты обязательно должны быть учтены в общей смете. Результаты расчёта стоимости оборудования РУ-10 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово», с учётом выбранных в работе аппаратов 10 кВ и их количества, сведены в таблицу 20.Таблица 20Стоимость оборудования РУ-10 кВ ПС-110/10 кВ №ТипэлектрооборудованияКол-во ед., шт.Стоимость, за единицу,руб.Суммарная стоимость, руб.Амортизация1Выключатель высокого напряженияBB/TEL-10-20/630-ХЛ (NF)-48261200003120000НК2Трансформатор токаТЛО-10/ХЛ (NF)2616000416000НК3Трансформатор напряжения НАМИ-10/ХЛ (NF)24500090000БУ4Ограничитель перенапряженияОПН-КР/TEL-10/12/ХЛ(NF)41100044000БУИтого:58-3670000НК, БУКапиталовложения в РУ-10 кВ ПС-110/10 кВ «Ляхово» Капиталовложения в новую питающую воздушную линию напряжением 110 кВ определяются так(63)где - длина воздушные линии напряжением 110 кВ, км; - стоимость 1 км ВЛ 110 кВ, тыс. руб.Стоимость ВЛ 110 кВ с учётом её длины, а также с учётом стоимости за 1 км провода выбранной маркиКапиталовложения в новую питающую воздушную линию напряжением 110 кВ(64)Капиталовложения в распределительные воздушные линии напряжением 10 кВ, в которых заменены провода марки АС на провода марки СИП, приведены в таблице21.Таблица 21Стоимость воздушных линий 10 кВ№Марка проводаКол-во, кмСтоимость, закм, тыс. руб.Суммарная стоимость, руб.1СИП-3 (1х25)2025050002СИП-3 (1х35)1028028003СИП-3 (1х50)1530045004СИП-3 (1х70)1532048005СИП-3 (1х120)1235042006СИП-3 (1х150)103803800Итого:82-25100Капиталовложения в распределительные воздушные линии напряжением 10 кВ:Стоимость оборудования новых микропроцессорных устройств РЗиА на ПС-110/10 кВ «Ляхово» представлена в таблице22.Таблица 22Стоимость оборудования РЗиА ПС-110/10 кВ№ТипэлектрооборудованияКол-во ед., шт.Стоимость, за единицу,руб.Суммарная стоимость, руб.1БМРЗ-150232000640002БМРЗ-10026160004160003БМРЗ-50134000340004БМРЗ234000680005БМЦС-403010000300000Итого:61-882000Капиталовложения в модернизацию РЗиА ПС-110/10 кВ «Ляхово» Определение суммы общих капитальных вложенийИз них капитальных вложений на мероприятия по уменьшению потерь электроэнергии, руб.В общем виде расчетная формула эксплуатационных издержек (затрат):(65)В конечном итоге определяются составляющие формулы (65) и их алгебраическая сумма.Заработная плата за год(66)где = 102,1 тыс. руб. – средний месячный оклад по предприятию, руб.;= 5 – количество оперативно – технических работников ПС-110/10 кВ «Ляхово»; =1,5 – коэффициент, учитывающий дополнительную оплату труда; =12 – число месяцев в году.Страховые взносы составляют 30,9% от ЗП. (67)Амортизационные отчисления на РУ 110 кВ согласно (п. 3 ст. 258 НК РФ), определяются так:(68)Амортизационные отчисления на РУ 10 кВАмортизационные отчисления на ВЛ 110 кВАмортизационные отчисления на ВЛ 10 кВАмортизационные отчисления на РЗиА определяются так:Отчисления на ремонт и техническое обслуживание(69)где - годовая норма отчислений на ремонт и техническое обслуживание оборудования и сетей, %.Стоимость электроэнергии(70)где - одноставочный тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч;- годовой объем потребляемой энергии на ПС-110/10 кВ.(71)где - количество часов использования максимума; - максимальная расчётная активная мощность ПС-110/10 кВ. Прочие расходы(72)Годовые эксплуатационные издержки на внедрение мероприятийПриведённые затраты(74)Действительная стоимость передачи 1 кВт·ч электроэнергии через ПС-110/10 кВ «Ляхово»(75)Экономический эффект от внедрённых мероприятий в работе определяется стоимостью потерь электроэнергии до и после внедрения мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии.Полная стоимость годовых потерьэлектроэнергии в силовых трансформаторах подстанции с учётом их коэффициента загрузки (нагрузочные потери), а также потерь холостого хода и короткого замыкания, определяются по выражению(76)где n – количество силовых трансформаторов на ТП, шт.;ΔРх - потери холостого хода, кВт; ΔРк- потери короткого замыкания, кВт; β- коэффициент загрузки; τ - время максимальных потерь; Се - стоимость электроэнергии, руб/кВт·ч.Время максимальных потерь определяется формулой (77)где Тв = 8760 ч – годовое число часов включения трансформатора.Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле (78)Проводятся расчёты потерь в силовых трансформаторах подстанции до и после внедрения мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии, руб.До внедрения мероприятий:После внедрения мероприятий (с учётом подключения новых потребителей):Стоимость потерь электроэнергии в силовых трансформаторах до внедрения мероприятий:Стоимость потерь электроэнергии в силовых трансформаторах после внедрения мероприятий:Стоимость потерь электроэнергии в воздушных линиях электропередачи определяются по выражению(79)где Iр– расчетный ток линии в нормальном режиме работы, А;r0 –удельные активное сопротивления линии, мОм/м;L – длина линии, км.В качестве примера проводится расчёт стоимости потерь электроэнергии отходящей линии 10 кВ 1 ячейки сборных шин ПС-110/10 кВ (потребитель 10 кВ М-1/1)до внедрения мероприятий (провод АС-50):после внедрения мероприятий (провод СИП 3 (1х50)):Результаты расчёта потерь электроэнергии в линиях 10 кВ до и после внедрения мероприятий по уменьшению потерь электроэнергиив распределительных воздушных линиях электропередачи напряжением 10 кВ представлены в таблице 23.Таблица 23Результаты расчёта потерь электроэнергии в линиях 10 кВ до и после внедрения мероприятий по уменьшению потерь электроэнергииСекция шинЛиния (потребитель)Маркапровода Длина линии, кмСтоимость потерь, руб.до реконструкциипосле реконструкциидо реконструкциипосле реконструкцииСШ110 кВМ-1/1АС-50СИП 3 (1х50)10331949121715М-2/1АС-50СИП 3 (1х50)10331949121715Ляхово-1/1АС-25СИП 3 (1х25)521234677860ЗПК-1/1АС-50СИП 3 (1х50)10331949121715М-2/1АС-35СИП 3 (1х35)826453296995ГПС-1-СИП 3 (1х150)2-18521Аэропорт-2/1АС-35СИП 3 (1х35)826453296995М-3/1АС-70СИП 3 (1х70)620637275670Ляхово-2/1АС-120СИП 3 (1х120)714892154605М-СН-1/1АС-25СИП 3 (1х25)521234677860М-СН-2/1АС-25СИП 3 (1х25)521234677860ГПС-2-СИП 3 (1х150)2-18521СШ210 кВМ-1/2АС-25СИП 3 (1х25)521234677860М-2/2АС-25СИП 3 (1х25)521234677860Продолжение таблицы 23Секция шинЛиния (потребитель)Маркапровода Длина линии, кмСтоимость потерь, руб.до реконструкциипосле реконструкциидо реконструкциипосле реконструкцииСШ210 кВЛяхово-1/2АС-25СИП 3 (1х25)521234677860ЗПК-1/2АС-70СИП 3 (1х50)10331949121715М-2/2АС-25СИП 3 (1х70)620637275670РП-1АС-25СИП 3 (1х25)521234677860ГПС-3-СИП 3 (1х150)2-18521Аэропорт-2/2АС-35СИП 3 (1х35)826453296995М-3/2АС-50СИП 3 (1х50)10331949121715Ляхово-2/2АС-35СИП 3 (3х35)826453296995М-СН-1/2АС-35СИП 3 (3х35)826453296995М-СН-2/2АС-25СИП 3 (3х25)521234677860РП-2АС-50СИП 3 (3х50)10331949121715ГПС-4-СИП 3 (3х150)2-18521Всего55747872118174Стоимость потерь электроэнергии в силовых трансформаторах и распределительных линиях ПС-110/10 кВ «Ляхово» до внедрения мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии:Стоимость потерь электроэнергии в силовых трансформаторах и распределительных линиях ПС-110/10 кВ «Ляхово» после внедрения мероприятий по уменьшению потерь электроэнергии:Экономический эффект вследствие снижения стоимости потерь в результате внедрения мероприятий Срок окупаемости капиталовложений на внедрениеуказанных мероприятий,в годах(80)где КВ – капитальные вложения намероприятия по уменьшению потерь электроэнергии, руб.Установлено, что предложенные мероприятия по модернизации оборудования и сетей, а также реконструкции схемы электрических соединений ПС-110/10 кВ «Ляхово», имеют экономический эффект вследствие снижения стоимости потерь электроэнергии, равный 4080,38 тыс. руб со сроком окупаемости 4 года.Экономическая оценка эффективности внедрения мероприятий по реконструкции и модернизации оборудования и схемы подстанции представлена в таблице 24.Таблица 24Экономическая оценка эффективности внедрения мероприятий по реконструкции и модернизации оборудования и схемы подстанцииНаименование затратЕд. измеренияВеличинаСуммарные капиталовложения в модернизацию и реконструкцию тыс.руб.56352,8Из них капитальных вложений на мероприятия по уменьшению потерь электроэнергиитыс. руб.16312,8Заработная плататыс.руб.9189Страховые взносытыс.руб.2839,4Суммарные амортизационные отчислениятыс.руб.1082,2Суммарные расходы на ремонт и техническое обслуживаниетыс.руб.413,55Стоимость электроэнергиитыс.руб.153206,9Прочие расходытыс.руб.563,53Приведённые затратытыс. руб.174722,72Годовой объем передаваемой энергиитыс. кВт·ч507,3∙105Стоимость производства и передачи 1 кВт·ч электроэнергиируб./кВт·ч3,44Экономический эффект вследствие внедрения мероприятий тыс. руб.4080,38Срок окупаемостилет4Далее проводится обоснование внедрения АСКУЭ для учёта и контроля электроэнергии потребителей ПС-110/10 кВ.Смысл создания и использования АСКУЭ заключается в постоянной экономии энергоресурсов и финансов потребителей ПС-110/10 кВ при минимальных начальных денежных затратах. Также благодаря применению АСКУЭ в системах электроснабжения локализуются узлы с коммерческими потерями, блокируется несанкционированный доступ к электрическим сетям с целью хищения электроэнергии. Кроме того, АСКУЭ позволяет контролировать установленные лимиты электроэнергии, тем самым оптимизируя производственный процесс на предприятиях (потребителях).На сегодняшний день внедряемая в работе система АСКУЭ является тем необходимым механизмом, без которого трудно решать проблемы цивилизованных расчетов за энергоресурсы с их поставщиками, непрерывной экономии энергоносителей и снижения доли энергозатрат в себестоимости продукции промышленных предприятий и потребителей в целом. Благодаря переходу на дифференциальный тариф с помощью счетчиков Меркурий, можно учитывать их по определенной дифференцированной цене за каждый час времени суток. Капитальные вложения на внедрение системы АСКУЭ для учёта и контроля электроэнергии потребителей реконструируемой ПС-110/10 кВ:(81)где Ц – цена оборудования, руб.; М – затраты на монтаж оборудования (20-40%∙Ц), руб.; НР – накладные расходы, руб.; ТР – транспортные расходы, руб.Рассчитываются следующие технические показатели М=0,4∙678260 = 271304 руб.ТР=0,1∙678260 = 67826 руб.НР=0,1∙(678260+67826+271304) = 101739 руб.КВ=678260+67826+271304+101739 =1119129 руб.Расчет затрат на внедрение системы АСКУЭ для учёта и контроля электроэнергии потребителей понизительной ПС-110/10 кВ «Ляхово» представлен в таблице 25.Таблица 25Результаты расчета капитальных вложений на внедрение системы АСКУЭ для учёта и контроля электроэнергии потребителей ПС-110/10 кВ «Ляхово»НомерТип оборудованияЦена, руб.1Счётчик «Меркурий» 234002GSM модем 146003Сервер для накопления данных с GSM модуля500004АРМ диспетчера (с ПК и оборудованием – комплект)1500005Программное обеспечение и наладка800006Трансформатор тока ТЛМ 1365607Трансформатор напряжения НАМИ 2032008Расходный материал200009Монтаж27130410Транспортные расходы6782611Накладные расходы101739Итого капитальных вложений1119129Из таблицы 25 можно сделать вывод, что суммарные капиталовложения на внедрение системы АСКУЭ для учёта и контроля электроэнергии потребителей ПС-110/10 кВ «Ляхово» составили 1119129 руб.К годовым эксплуатационным затратам относятся все расходы, связанные с обслуживанием системы АСКУЭ для учёта и контроля электроэнергии потребителей ПС-110/10 кВ(82)где ЗП – заработная плата обслуживающего персонала, руб.; А – амортизационные отчисления (12,5%∙КВ), руб.; ТР – стоимость текущего ремонта (5%∙КВ), руб.; П – прочие затраты, руб.А=0,125∙1119129 = 139891 руб.;ТР=0,05∙1119129 = 55956 руб.Зарплата обслуживающего персонала:(83)где ЧТС – часовая тарифная ставка; ЗТ – затраты труда на обслуживание данного оборудования, чел∙ч; Кдоп – коэффициент, учитывающий дополнительную оплату (1,64); Котч – коэффициент отчислений в единый социальный фонд (1,30).Затраты труда на обслуживание оборудования АСКУЭ определяются как:(84)где Т – трудоемкость обслуживания 1 у.е., чел.∙ч; q – количество у.е. шт. (1,1).Количество условных единиц всего оборудования КУЕ.ЭЛ.ОБ=1,1 у.е. на 1 средство учета. Проводятся соответствующие расчётыКУЕ.ЭЛ.ОБ=1,1∙4=4,4;ЗТ=4,4∙18,6=81,84 чел∙час;ЗП=57∙1,64∙1,30∙81,84=9945,5 руб.;П=0,1∙(А+ТР+ЗП);П=0,1∙(139891+55956+9945,5)=20579 руб.;ЗЭ=139891+55956+9945,5+20579=226371,5 руб.В качестве примера производится типичный расчет внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию и с функцией локализации узлов с коммерческими потерями в системе электроснабжения ПС-110/10 кВ за март 2021 года. Суммарный объем потреблённой электроэнергии за март 2021 года, согласно фактическим данным – 132,9 МВт∙ч, в том числе по зонам суток: ночной Qэн=44,3 МВт∙ч; пиковый Qэп=38,76 кВт∙ч; полупиковый Qэпп=49,84 МВт∙ч. Стоимость электроэнергии согласно заявленному максимуму по договору энергоснабжения: ночной тариф (Тн) равен 4500 руб./МВт∙ч; пиковый тариф (Тп) равен 7500 руб./МВт∙ч; полупиковый тариф (Тпп) равен 5500 руб./МВт∙ч.Одним из основных показателей эффективности является минимум затрат:(85)где Ен = 0,15.ПЗ=1119129∙0,15+226371,5 =394240,85 руб.Определяется стоимость потерь объема электроэнергии за март 2021 г. по первой ценовой категории:Ээ=0,178655∙24∙31∙3902,054=518658,36 руб.Годовая экономия в оплате за электроэнергии для второй ценовой категории можно определить по формуле:(85).Следовательно, производить расчет стоимости электроэнергии по второй ценовой категории не выгодно, внедряемая система не окупается. Определяется экономия электроэнергии по третьей ценовой категории. Годовая экономия затрат на оплату электроэнергии:Эк = Ээ.1цк – Ээ.3цк = 518658,36 – 433748,4 = 84909,96 руб./месяц;Эк=84909,96∙12=1018919,52 руб./год.Срок окупаемости капиталовложений в годах по условию (80):Экономическое обоснование внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию приведено в таблице26.Таблица 26Экономическое обоснование внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию ПоказательЗначенияКапитальные вложения, руб1119129Эксплуатационные затраты, руб226371,5Приведенные затраты, руб394240,85Стоимость электроэнергии, руб.:- по первой ценовой категории518658,36- по второй ценовой категории581726,15- по третьей ценовой категории433748,4Экономия в оплате, руб.:- по второй ценовой категории-245511,64- по третьей ценовой категории84909,96Экономический эффект вследствие внедрения АСКУЭ, руб.1018919,52Срок окупаемости, лет1,1Срок окупаемости внедрения АСКУЭ составляет 1,1 года, что является хорошим результатом. Следовательно, экономическая целесообразность внедрения АСКУЭ оправдана и подтверждена соответствующими расчётами.ЗАКЛЮЧЕНИЕВ результате выполнения работы осуществлена разработка мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем на предприятии ПАО «Московская объединённая электросетевая компания» (ПАО «МОЭСК»).Для достижения поставленной цели, в работе осуществлено решение следующих основных задач:1) на основании анализа технической литературы по данной тематике, рассмотрены вопросы, связанные с основными теоретическими сведениями и вопросами, относящихся к мероприятиям по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем в современной энергетике. Описаны основные цели и задачи мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем, алгоритм формирования мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем, рассмотрена структура мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем;2) проведён анализ мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем ПАО «МОЭСК», для этого приведена краткая характеристика предприятия, проведён анализ системы электроснабжения предприятия, а также анализ мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем для их применения в системе электроснабжения ПАО «МОЭСК»; 3) проведена непосредственная разработка и реализация практических мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем в ПАО «МОЭСК». Осуществлена разработка комплекса мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем в системе электроснабжения ПАО «МОЭСК» и плана по его реализации, а также техническое и экономическое обоснование внедрения технических мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем на примере одной из трансформаторных подстанций ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК».В работе предложено осуществить разработку данного комплекса мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем в системе электроснабжения ПАО «МОЭСК» с использованием следующих основных этапов (блоков):1) оценка текущего состояния энергоэффективности в подразделениях предприятия и на предприятии в целом (энергетический аудит);2) разработка и внедрение проекта по повышению энергоэффективности по каждому подразделению и энергоресурсу предприятия (с последующим разделением и систематизацией блоков);3) информационное обеспечение и маркетинг энергетического менеджмента;4) инвестиции в проект;5) комплекс организационных и технических мероприятий по энергосбережению с последующей их реализацией;6) мониторинг и контроль выполнения мероприятий по энергосбережению;7) корректировка данных (этапов) в зависимости от фактических результатов.Проведено техническое обоснование внедрения мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем на примере ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК». В результате проведённого анализа системы электроснабжения ПС-110/10 кВ «Ляхово», как наиболее эффективные, с точки зрения энергосбережения и повышения энергоэффективности на данный момент, приняты следующие мероприятия по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем:1) реконструкция схемы электрических соединений ПС-110/10 кВ «Ляхово» с учётом фактических нагрузок новых потребителей, а именно газоперекачивающей станции (ГПС), которая по техническим условиям является потребителем II категории надёжности, следовательно, должна быть обеспечена питанием из двух независимых источников. На стороне 110 кВ необходимо предусмотреть дополнительный источник питания для второго силового трансформатора воздушной линией напряжением 110 кВ, а также необходимый уровень резервирования в питающем РУ 10 кВ, для чего применить раздельный режим работы секций сборных шин с резервированием секционным выключателем на шинах 10 кВ с использованием автоматического включения резерва (АВР); 2) модернизация электрических аппаратов напряжением 110 кВ и 10 кВ, для чего заменить в ОРУ 110 кВ устаревшие отделители и короткозамыкатели на выключатели высокого напряжения, а в РУ 10 кВ заменить масляные выключатели на современные вакуумные;3) модернизация воздушных линий 10 кВ с заменой сталеалюминиевых проводов марки АС на инновационные провода марки СИП;4) модернизация устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА), предусматривающую замену устаревших и выработавших ресурс индукционных и электромагнитных реле на современные микропроцессорные блоки РЗиА;5) внедрение в системе учёта и контроля электроэнергии потребителей подстанции автоматической системы коммерческого учёта и контроля электроэнергии (АСКУЭ) с дифференцированными по времени суток тарифами на электроэнергию и с функцией локализации узлов с коммерческими потерями.В работе на основании соответствующих расчётов и решений, принимается решения по техническому обоснованию данных мероприятий с выбором и проверкой соответствующего оборудования. В результате экономического обоснования предложенных мероприятий установлено следующее:- экономическая целесообразность внедрения системы АСКУЭ с дифференцированными по времени суток тарифов на электроэнергию и с функцией локализации узлов с коммерческими потерями (блокировка несанкционированного доступа к электрическим сетям с целью хищения электроэнергии), оправдана и подтверждена соответствующими расчётами. Экономический эффект вследствие внедрения АСКУЭ на ПС-110/10 кВ «Ляхово» составил 1018919,52 руб. со сроком окупаемости 1,1 года;- установлено, что предложенные мероприятия по модернизации оборудования и сетей, а также реконструкции схемы электрических соединений ПС-110/10 кВ «Ляхово», имеют экономический эффект вследствие снижения стоимости потерь электроэнергии, равный 4080,38 тыс.руб со сроком окупаемости 4 года.Рассчитанный срок окупаемости инвестиций во внедрение мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем на примере ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК» считается приемлемым, из чего можно сделать вывод об экономической целесообразности разработанных и предложенных мероприятий.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХИСТОЧНИКОВГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. – Текст: непосредственный.Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2017. 174 с. – Текст: непосредственный.Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. 4-е изд., перераб. и доп. - М: Энергоатомиздат, 2016. 392 с.: ил. – Текст: непосредственный.Правила устройства электроустановок (ПУЭ) / 7-е изд-е. - М.: Альвис, 2018. - 632 с. – Текст: непосредственный.Приказ Минэнерго России от 30 декабря 2008 года № 326 «Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы поутверждению нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям».– Текст: непосредственный.Приказ ФСТ РФ от 17 февраля 2012 года № 98-э «Об утверждении методических указаний по расчёте тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки».– Текст: непосредственный. Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ (ред. от 29.07.2017) «Об энергосбережении, повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». – Текст: непосредственный.Энергетическая стратегия РФ на период до 2035 года // РД РАО «ЕЭС России». Распоряжение Правительства РФ от 9 июня 2020 г. № 1523-р – М.: Министерство энергетики, 2020. – Текст: непосредственный.Анчарова, Т.В. Электроснабжение и электрооборудование зданий и сооружений: Учебник / Т.В. Анчарова, М.А. Рашевская, Е.Д. Стебунова. - М.: Форум, НИЦ ИНФРА-М, 2016. – 416 c. – Текст: непосредственный.Арутюнян, А.А. Основы энергосбережения. Методы расчета и анализа потерь электроэнергии, энергетическое обследование и энергоаудит, способы учета и снижения потерь, экономический эффект / А. А. Арутюнян. – М: Энергосервис, 2017. 621 с. – Текст: непосредственный.Булатов И. С. Энергосбережение в промышленности / И.С. Булатов. - М.: Мир, 2012. 148 c. – Текст: непосредственный.Гордеев А. С. Энергосбережение в сельском хозяйстве. Учебное пособие / А.С. Гордеев, Д.Д. Огородников, И.В. Юдаев. - М.: Лань, 2014. - 400 c. – Текст: непосредственный.Козлов В.А. «Электроснабжение городов».- 5- е издание, перераб. и доп. – Ленинград: Энергоатомиздат Ленинградское отделение, 2012. – 264 с. – Текст: непосредственный.Кудрин, Б. И. Электроснабжение / Б.И. Кудрин. - М.: Academia, 2018. – 352 c. – Текст: непосредственный.Лисенко В.Г. Хрестоматия Энергосбережения / В.Г. Лисенко, Я.М. Щелоков, М.Г. Ладышев. - М.: Гостехиздат, 2015. 439 c. – Текст: непосредственный.Матиящук C. В. Комментарий к Федеральному закону «Об энергосбережении, повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ»: моногр. / C. В. Матиящук. - М.: Юстицинформ, 2010. 208 c. – Текст: непосредственный.Меркер Э. Э. Энергосбережение в промышленности и эксергетический анализ технологических процессов. Учебное пособие / Э.Э. Меркер. - М.: Высшая школа, 2014. 316 c. – Текст: непосредственный.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. – 5-е издание, перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2014. – 608 с. – Текст: непосредственный.Основы энергосбережения промышленных предприятий. - М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2005. 971 c. – Текст: непосредственный.Рогалев Н.Д. Экономика энергетики: учебное пособие для ВУЗов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова. М.: «МЭИ», 2018. – 288 с. – Текст: непосредственный.Самарин О. Д. Технико-экономические основы теплотехнической безопасности и энергосбережения в зданиях и сооружениях / О.Д. Самарин. - М.: МГСУ, 2007. 160 c. – Текст: непосредственный.Самарин О. Д. Энергосбережение. Энергоэффективность / О.Д. Самарин. - М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2011. 296 c. – Текст: непосредственный.Свидерская О. В. Основы энергосбережения / О.В. Свидерская. - М.: ТетраСистемс, 2009. 176 c. – Текст: непосредственный.Семенов В.С. Основы энергосбережения / В.С. Семенов. - М.: Книга по Требованию, 2013. 259 c. – Текст: непосредственный.Сибикин Ю. Д. Технология энергосбережения. Энергоэффективность / Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин. - М.: Форум, 2012. 352 c. – Текст: непосредственный.Сибикин Ю.Д. Электроснабжение / Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин. - Вологда: Инфра-Инженерия, 2017. – 328 c. – Текст: непосредственный.Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2018. – 312 с. – Текст: непосредственный.Anthony J. Energy Savings Insurance and the New ASTM BEPA Standard/ J. Anthony, P. E. Buonicore // Building Energy Performance Assessment News November. 2011. – № 11. – Р. 1 – 10. – Текст: непосредственный.Evan Mills. Risk transfer via energy-savings insurance // Energy Policy. – 2003. – № 31. – Р. 273 – 281. – Текст: непосредственный.Гуськова Н.Д., Ульянкин О.В. Типовые условия перфоманс-контрактов // Гуманитарные научные исследования. 2015. № 2 [Электронный ресурс]. URL: https://human.snauka.ru/2015/02/9671 (дата обращения: 13.04.2021). – Текст: непосредственный.Отчетность организации ПАО «МОЭСК» «РОССЕТИ МОСКОВСКИЙ РЕГИОН» [Электронный ресурс]. URL: https://www.list-org.com/company/420319/report(дата обращения: 28.04.2021). – Текст: непосредственный.Россети. Московский регион (ПАО «МОЭСК») Политика инновационного развития, энергосбережения и повышения энергетической эффективности. [Электронный ресурс]. URL: http://www.rosseti.ru/investment/policy_innovation_development/(дата обращения: 29.04.2021). – Текст: непосредственный.Россети. Московский регион (ПАО «МОЭСК»). Инновации и энергоэффективность. [Электронный ресурс]. URL:https://rossetimr.ru/about/innovations/#5770 (дата обращения: 29.04.2021). – Текст: непосредственный.Ульянкин О.В. Функциональный состав отдела риск-менеджмента энергосервисной компании // Экономика и менеджмент инновационных технологий. 2015. № 4. Ч. 2 [Электронный ресурс]. URL: https://ekonomika.snauka.ru/2015/04/8558 (дата обращения: 12.04.2021).– Текст: непосредственный.ПОСЛЕДНИЙ ЛИСТ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫВыпускная квалификационная работа выполнена мной совершенно самостоятельно. Все использованные в работе материалы и концепции из опубликованной научной литературы и других источников имеют ссылки на них. «_____» ___________________ 202__ г.________________________/Иванов Иван Владимирович (подпись) (Ф.И.О.)ПРИЛОЖЕНИЯПриложение 1 Разработанный комплекс мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем в системе электроснабжения ПАО «МОЭСК»Приложение 2 Схема электрических соединений ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК» до проведения практических мероприятий по реконструкцииПриложение 3 Схема электрических соединений ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК» после проведения практических мероприятий по реконструкцииПриложение 4 План расположения оборудования на ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК» после проведения практических мероприятий по реконструкцииПриложение 5Конструкция силового трансформатора, устанавливаемого на ПС-110/10 кВ ПАО «МОЭСК» после проведения практических мероприятий по реконструкцииПриложение 6Карта уставок релейной защиты и автоматики после проведения практических мероприятий по реконструкцииПриложение 7Технико – экономическое обоснование внедрения мероприятий по управлению развитием электроэнергетических и электротехнических систем ПАО «МОЭСК».